Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины

(51) ОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕДОЧСТВО СССРГОСПЛТЕНТ СССР) нО ОПИСАН К АВТОРСКОМУ Е ИЗОБРЕТЕНИВИДЕТЕЛ ЬСТВУ(71) Кимрское отделение Всесоюзного научно-йсследовательского и проектно-конструкторского института по, проблемам освоения нефтяных и газовых ресурсов континвнтального шельфа(56) Справочная книга по добыче нефти, М. Недра, 1974, с. 420-445.Амиен В.А, и др. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов, М,: Недра, 1980 гс.349-361. Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть . использовано для увеличейия производительности добывающих скважин на нефте- газоконденсатных месторождениях.Цель изобретения - повышение эффективности и снижение коррозионной и экологической опасности.Укаэанная цель достигается за счет того, что в способе обработки приэабойной зоны добывающей скважины, включающем продавку рабочего агента в пласт и пуск скважины в работу; осуществляют 2 - 5 циклов прокачки, через скважину пачек газа, затем, закачивают в пласт газ в объеме 1000-2000 нм и водогазогидратную смесь3в объеме 0,5-2 м на 1 м вскрытой толщины,3при этом, водогазогидзратную смесь обуазуютвпропорции на 1 м воды 50-150 нм газа и непосредственно за этим пускают скважину в работу.(54) СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ(57) Использование: в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения. производительности добывающих скважин. Сущность изобретения: осуществляют 2-5 циклов прокачки через скважину пачек газа, затем закачивают в пласт газ в объеме 1000-2000 нм и водогазогидратную смесь в обьеме 0,5 - 2 м на 1 м вскрытой толщины продук-3тивного пласта, при этом водогазогидратную смесь образуют в пропорции на 1 м воды 5-150 нм газа, и непосредственно за,.3этим пускают скважину в эксплуатацию,ласфВ предлагаемом способе очистка призабойной зоны происходит в три этапа. Осуществление в предлагаемом способе 2-5 циклов порционной прокачки через скважи- ОО ну газа жидкостью преследует цель достичь С) первого этапа очистки призабойной зоны заС) счет циклического выноса мехпримесей интенсивными притоками жидкости из пластаС) в периоды больших депрессий давления, когда полость скважины последовательно заполняется порциями газа. Второй этап очистки реализуется в период последова- , Ф тельной закачки в пласт газа и водогазогидратной смеси, Третий этап очистки начинается С пуска скважины в работу и заключается в том, что снижение при этом забойного давления приводит к разложению в рласте гидратной фазы на газ и воду.Закачанный газ и газ, выделившийся при разложении гидратов, устремляются в скважину и способствуют интенсивному выносу. бойной зоны добывающей скважины с сово-.купностью отличительных признаков,аналогичных отличительным признакампредлагаемого, не известно,Учитывая новизну и достижение поставленной цели, отличительные признакипредлагаемого способа можно считать существеннымии.Предлагаемый способ реализуют следующим образом. 35В затрубное пространство параллельноподключают агрегат для закачки воды (технологической жидкости, в качестве которогоможет быть использован, например, цементировочный агрегат ЦАи компрессор. 40Если скважина находится в составе куста,на котором имеются действующие добывающие скважины с высоким газовым фактором давление в затрубном пространствекоторых составляет 6-18 МПа, то газ этих 45скважин может быть использован вместовоздуха, нагнетаемого в обрабатываемуюскважину компрессором, Аналогично этому,если на кусте имеется действующая нагнетательная скважина, то ее подводящий водовод может быть соединен с затрубнымпространством обрабатываемой скважиныи в этом случае необходимость в использовании агрегата ЦАотпадает.Работу начинают с того, что технологическую жидкость, га находящуюся в стволескважины, выдавливают через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в емкость или.амбар. путем подачи газа в затрубноепространство скважины. В тот момент, когмехпримесей из призабойной зоны, Требование пуска скважины непосредственно по окончании закачки в пласт газа и водогазогидратной смеси объясняется тем, что водогазогидрат не распространялся на значительную часть пласта, что снизило бы интенсивность разложения гидратной фазы и ослабило бы эффект выноса азом мехпримесей из призабойной зоны.Комплексное взаимосвязанное воздействие трех факторов на процесс очистки призабойной зоны позволяет достичь высокой эффективности предлагаемого способа,В предлагаемом способе в качестве рабочего агента, закачиваемого в пласт, используют малокоррозионноактивные и экологически относительно чистые воздух, углеводородный газ и воду. Это обуславливает снижение коррозионной и экологической опасности предлагаемого способаТаким образом, видим, что совокупность взаимосвязанных отличительных признаков предлагаемого способа позволяет достичь поставленной цели.Способов обработки (очистки) приза 5 10152025 да вся технологическая жидкость выдавлена в полость скважины полностью заполнена газом, забойное давление достигает минимального значения, Создается наибольшая депрессия давления на пласт. Пластовая жидкость интенсивно поступает в скважину, вынося с собой мехпримеси из призабойной зоны. Затем, газ в стволе скважины заменяют на воду или технологическую жидкость, закачивая их при открытой трубной задвижке в затрубное пространство.Описанную операцию последовательного заполнения полости ствола скважины газом и жидкостью повторяют 2-5 раз в зависимости от того, насколько интенсивно изменяется от цикла к циклу притокв скважину пластовой жидкости; если интенсивность притока от цикла к циклу изменяется незначительно, количество циклов снижают и наоборот.После последнего цикла заполнения полости ствола скважины газом трубную задвижку закрывают и через затрубное пространство осуществляют закачку в пласт газа в объеме 1000 - 200 нм на 1 м вскрытойзтолщины продуктивного пласта, По окончании операции закачки газа в пласт закачивают водогазогидратную смесь, которую образуют смещением,на устье скважины воды с газом в пропорции на 1 м воды 5 - 150знм газа. Водогазогидратную смесь закачивают в объеме 0,5 - 2 м на 1 м вскрытойзтолщины продуктивного пласта.При закачке в пласт газа и водогазогидратной смеси происходит срыв мехпримесей из пристеночной области скважины и перенос их в удаленные зоны пласта, где удельная на единицу порогового пространства концентрация их существенно уменьшается.Непосредственно по окончании закачки в пласт газа и водогазогидратной смеси скважину пускают в работу. При этом, происходит снижение забойного давления, что приводит к разложению в пласте гидратной фазы на газ и воду, Закачанный и выделившийся при разложении гидратов газ устремляется в скважину и способствует интенсивному выносу мехпримесей из призабойной зоны.Пример.Работоспособность и эффективность предлагаемого способа обработки призабойной зоны добывающей скважины подтверждается результатами следующих промысловых экспериментов, проведенных на скважинах производственного объединения "Пурнефтегаз",Скв, 817 Тарасовского месторождения окончена бурением 20.12,1989 г. Колоннаопрессована на 15,0 МПа и проперфорирооана в интервалах 2978 - 2982; 2987 - 2993 и2996-3001 м, Таким образом. суммарнаявскрытая толщина продуктивных пластовсоставила 15 м, При освоении был полученнефонтанный приток нефти с дебитом до 5т/сут при депрессии до 10,0 МПа,Разведочная скважина 73 р, расположенная от скв. 617 на удалении около 1000м, из тех же продуктивных пластов с аналогичными коллекторскими характеристиками работала на фонтанном режиме сдебитом 70 т/сут,Учитывая малую дебитность скв. 817,было принято решение осуществить на нейв июле 1990 г., испытание предлагаемогоспособа по следующей схеме:1. Испытали герметичность колонны нанефти при давлении 15,0 МПа. Убедились,что колонна герметична, в пласт под давлением испытания жидкость не принимает.Ввиду того, что скв, 817 была пробурена накусту первой, на ней не было возможности: использовать газ и воду соседних скважин:операции по закачке газа и жидкостипроизводили с помощью компрессора КДиагрегата ЦА - 320, подключив их параллельно к затрубному пространству скважины.2. Компрессором осуществилиформирование первой газовой порции до давления 8,0 МПа. После этого, включили в работуагрегат ЦА. Осуществили 2 цикла последовательной прокатки через скважинугаза и жидкости со сбросом в амбур. Визуально наблюдали вынос из скважины порций загрязненной воды и порции густогоглинистого раствора.3. В продуктивные пласты было закачано около 1200 нм газа и водогазогидратнойсмеси в объеме 0,6 м на 1 м вскрытой толщины пластов. Учитывая, что суммарнаявскрытая толщина пластов составляет 15 мв них было закачано 18000 нм и 10,5 мводогазогидратной смеси.4, Освоили скважину в амбар без штуцера в течение 2 часов. Скважина работалафонтаном. Следов глинистого раствора ииных мехпримесей к концу времени освоения не наблюдалось.5. Установили штуцер,О 6 мм и пустилискважину в эксплуатацию. Скважина устойчиво фонтанирует с дебитом 30 т/сут.Учитывая, что скв. 817 не принималажидкость при давлении опрессовки, проведение на ней известных методов обработкипризабойнцх зон было невозможным. Поданным промысловых служб за счет дополнительной добычи нефти, зкономическаяэффективность от внедрения предлагаемо го способа на скв, 817 составила около 100,0 тыс. рублей в год.Скв. 142 Комсомольского месторождения закончена бурением в январе 1990 г. Пласт чисто нефтяной. Вскрытая толщина 4,5 м, Скв. 142 до мая работала периодическим фонтинированием с суммарной добычей за период январь - май 1257 м. Таким образом, средний дебит скважины составил за укаэанный период около 8,4 т/сут,В конце июня 1990 г, на скв. 142 была проведена обработка призабойной зоны по предлагаемому способу, Скв. 142 разбурена на кусты М 9 одной из последних, испыта 10 ние способа на ней проводили с использованием газа и воды соседних скважин.Последовательность операций по испытанию предлагаемого способа на скв, 142 соответствовала последовательности опе 15 раций на скв. 817 20 30 емого способа скв. 142 стала устойчиво фонтанировать с дебитом 22 т/сут. Экономический эффект за счет дополнительной добычи нефти по скв. 142 составила около 50,0 тыс. рублей в год,По предлагаемому способу, кроме скв. 817 и 142, были проведены также обработки призабойных зоч на скв, 1600, 1160, 1380 и 631. На всех скважинах получены положительные результаты.Таким образом, видим, что предлагаемый способ отличается высокой эффективностью за счет использования неантагонистических к пластам и пластовым жидкостям, коррозионноактивных и 40 45 экологически чистых компонентов, применение способа некритична к типу коллектора продуктивного пласта, коррозионно и экологически не опасно; внедрение способа не требует применения новых технических 50 средств и технологических приемов. Формула изобретения Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающей продавку рабочего агента в пласт и пуск скважины в работу, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности и снижения коррозионной и экологической опасности, осущеСтвляют 2 - 5 циклов прокачки через скважиыу пачек газа, затем закачивают в пласт газ в объеме 1000-2000 На скв, 142 было проведено 6 цикловпоследовательной прокачки через ствол газа и жидкости. В продуктивный пласт было закачано 6700 нм газа и 7,65 м водогаэо гидратной смеси. В пересчете на М 1 мвскрытой толщины продуктивного пласта это составило около 150 нм газа и 1.,7 мводогазогидратной смеси.После проведения испытаний предлага1800008Составитель Р.Мамлеев Техред М.МоргенталКорректор С,Шекмар Редактор Заказ 1143 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, Раущская наб., 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 Ф нм и водогазогидратную смесь в объеме 0,5-2 м на 1 м вскрытой толщины, при этом водогазогидратную смесь образуют в пропорции на 1 м воды 5-150 нм газа, и непосредственно за этим г 1 ускают скважину в работу,